Selain Blok Sakakemang, Ini 6 Blok Gas Raksasa RI
Anastasia Arvirianty, CNBC Indonesia
22 February 2019 19:19
Jakarta, CNBC Indonesia- SKK Migas baru saja mengumumkan, pengeboran sumur eksplorasi KBD-2x yang dilakukan konsorsium Repsol, Petronas, dan Mitsui Oil Exploration Co. Ltd (Moeco) membuahkan hasil. Setelah dua kali melakukan pengeboran, akhirnya ditemukan cadangan gas baru di blok Sakakemang, Sumatra Selatan.
Perusahaan memberikan estimasi awal setidaknya 2 triliun kaki kubik (trilliun cubic feet/TCF) dari sumber daya yang dapat diproduksi.
Kepala SKK Migas Dwi Soetjipto menuturkan, adanya penemuan cadangan gas yang besar ini menjadi bukti bahwa lapangan-lapangan migas di Indonesia masih memiiki potensi. Apalagi, penemuan cadangan gas di Blok Sakakemang ini merupakan temuan signfikan dan termasuk dalam penemuan terbesar keempat di dunia pada 2018, setelah pengeboran sumur Calypso 1 di Cyprus, Obskaya Savernaya 1 di Rusia, dan 1-STAT-010A-SPS di Brazil.
Lalu, apa saja sih lapangan-lapangan gas besar di Indonesia?
1. Lapangan Abadi, Blok Masela
Yang pertama tentu ada Lapangan Gas Abadi, Blok Masela. Inpex, perusahaan asal Jepang, mendapatkan hak melakukan kegiatan eksplorasi di Blok Masela melalui penandatanganan kontrak Masela PSC pada 16 November 1998. Sejak saat itu Inpex melalui Inpex Masela Ltd melakukan kegiatan eksplorasi hidrokarbon di Blok ini, dengan kepemilikan saham 100%.
Cadangan gas Blok Masela secara resmi ditemukan pada 2000 silam, dengan mengebor sumur eksplorasi pertama yaitu sumur Abadi-1 yang terletak di tengah-tengah struktur Abadi dengan kedalaman laut 457 meter dan total kedalaman 4.230 meter.
Untuk pengembangan lapangan gas abadi ini, Inpex Masela Ltd melakukan beberapa studi detail yang meliputi penghitungan cadangan (reserve calculation), skenario pengembangan (development scenario) dan studi pemasaran gas (gas marketing study).
Proyek Masela ini direncanakan mulai on stream pada kuartal II-2027 dengan estimasi produksi gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) 9,5 juta ton per tahun dan gas 150 mmscfd. Biaya pengembangan proyek Lapangan Abadi diperkirakan sebesar US$ 16 miliar.
2. Proyek Ultra Laut Dalam/Indonesia Deepwater Development (IDD)
Seperti diketahui, proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) dikerjakan oleh Chevron Indonesia. Sebagai operator Chevron memegang 63% saham kepemilikan di Proyek IDD (secara agregat), bersama mitra joint venture lainnya yaitu Eni, Tip Top, PHE, dan para mitra Muara Bakau. Proyek ini sudah dikerjakan sejak 2008 silam.
Tahap pertama Proyek IDD sendiri adalah pengembangan Lapangan Bangka yang telah berproduksi sejak Agustus 2016. Dari situ, telah dihasilkan delapan kargo gas alam cair (LNG) yang dikapalkan dari Terminal LNG Bontang. Tahap kedua Proyek IDD adalah pengembangan Gendalo-Gehem dan dinilai memberi peluang untuk memaksimalkan nilai dari aset-aset gas laut dalam ini bagi seluruh pemangku kepentingan
Pengerjaan proyek IDD saat ini tengah menunggu persetujuan revisi POD I dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan. Kini, POD-nya sudah masuk tahap finalisasi dan diperkirakan proyek yang digarap oleh Chevron Indonesia ini mulai berproduksi (on stream) pada kuartal pertama 2024.
Estimasi produksi proyek ini sebesar 1.120 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/mmscfd) untuk gas dan 40.000 barel per hari (bph) untuk minyak. Biaya pengembangan diperkirakan sebesar US$ 5 miliar, dan ditargetkan masuk tahap desain rinci atau front end engineering design (FEED) dan contract awarding atau penunjukkan pemegang pada tahun ini.
3. Train 3-Kilang Tangguh
Yang ketiga yakni Train-3 Kilang Tangguh, dijadwalkan beroperasi pada 2020. Proyek yang dikerjakan oleh BP Berau Ltd ini dijadwalkan merampungkan instalasi pipa dan memulai pre-comissioning, serta menyelesaikan WDA drilling di tahun ini.
Proyek Train-3 Kilang Tangguh ini memiliki biaya pengembangan sebesar US$ 8 miliar, dan diperkirakan mampu menghasilkan gas sebesar 700 mmscfd.
4. Jambaran Tiung Biru
Berikutnya yakni Jambaran-Tiung Biru yang digarap PT Pertamina EP Cepu. Pada tahun ini, Jambaran Tiung Biru diharapkan masuk tahap pengerjaan pembangunan fasilitas pemrosesan gas (gas processing facility/GPF) yakni detail engineering design (DED), konstruksi, instalasi peralatan, serta pengeboran sumur JAM-3, JAM-4, dan JAM-5.
Proyek Jambaran-Tiung Biru diperkirakan akan menghasilkan gas sebesar 190 mmscfd. Biaya pengembangan proyek ini diestimasikan US$ 1,55 miliar.
5. Blok Corridor
ConocoPhilips mulai mengelola blok Corridor sejak 2002 setelah mengakuisisi Gulf Resources. Kontrak Blok Corridor akan berakhir pada 19 Desember 2023.
Di blok tersebut, ConocoPhilips memiliki hak kelola 54% dan menjadi operator. Selain itu, ada porsi PT Pertamina sebesar 10%, dan Repsol Energy 36%.
Mengacu data SKK Migas, selama Semester I 2018 produksi siap jual (lifting) gas bumi ConocoPhilips di Blok Corridor mencapai 841 juta kaki kubik per hari (mmscfd) dari target 810 mmscfd. Namun hingga akhir 2018 produksinya diprediksi hanya mencapai 798 mmscfd.
6. Lapangan Jangkrik, Blok Muara Bakau
ENI resmi menjadi operator Blok Muara Bakau pada 2002. Blok Muara Bakau terletak di lepas pantai cekungan Kutai sekitar 70 km dari garis pantai Kalimantan Timur.
Penemuan cadangan gas pertama terjadi pada 2009 di Sumur Jangkrik-1. Berjarak sekitar 20 km dari Lapangan Jangkrik pada blok yang sama terdapat sumur Jangkrik North East yang ditemukan pada tahun 2011 dan kemudian diintegrasikan dalam satu rencana pengembangan lapangan (POD).
Lapangan Jangkrik sudah beroperasi sejak Mei 2017 dan produksi 682 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD).
Saksikan strategi SKK Migas untuk dongkrak produksi migas di bawah ini:
[Gambas:Video CNBC]
(gus) Next Article Produksi Blok Sakakemang Berpotensi Kalahkan Blok Cepu
Perusahaan memberikan estimasi awal setidaknya 2 triliun kaki kubik (trilliun cubic feet/TCF) dari sumber daya yang dapat diproduksi.
Lalu, apa saja sih lapangan-lapangan gas besar di Indonesia?
1. Lapangan Abadi, Blok Masela
Yang pertama tentu ada Lapangan Gas Abadi, Blok Masela. Inpex, perusahaan asal Jepang, mendapatkan hak melakukan kegiatan eksplorasi di Blok Masela melalui penandatanganan kontrak Masela PSC pada 16 November 1998. Sejak saat itu Inpex melalui Inpex Masela Ltd melakukan kegiatan eksplorasi hidrokarbon di Blok ini, dengan kepemilikan saham 100%.
Cadangan gas Blok Masela secara resmi ditemukan pada 2000 silam, dengan mengebor sumur eksplorasi pertama yaitu sumur Abadi-1 yang terletak di tengah-tengah struktur Abadi dengan kedalaman laut 457 meter dan total kedalaman 4.230 meter.
Untuk pengembangan lapangan gas abadi ini, Inpex Masela Ltd melakukan beberapa studi detail yang meliputi penghitungan cadangan (reserve calculation), skenario pengembangan (development scenario) dan studi pemasaran gas (gas marketing study).
Proyek Masela ini direncanakan mulai on stream pada kuartal II-2027 dengan estimasi produksi gas alam cair (liquefied natural gas/LNG) 9,5 juta ton per tahun dan gas 150 mmscfd. Biaya pengembangan proyek Lapangan Abadi diperkirakan sebesar US$ 16 miliar.
2. Proyek Ultra Laut Dalam/Indonesia Deepwater Development (IDD)
Seperti diketahui, proyek Indonesia Deepwater Development (IDD) dikerjakan oleh Chevron Indonesia. Sebagai operator Chevron memegang 63% saham kepemilikan di Proyek IDD (secara agregat), bersama mitra joint venture lainnya yaitu Eni, Tip Top, PHE, dan para mitra Muara Bakau. Proyek ini sudah dikerjakan sejak 2008 silam.
Tahap pertama Proyek IDD sendiri adalah pengembangan Lapangan Bangka yang telah berproduksi sejak Agustus 2016. Dari situ, telah dihasilkan delapan kargo gas alam cair (LNG) yang dikapalkan dari Terminal LNG Bontang. Tahap kedua Proyek IDD adalah pengembangan Gendalo-Gehem dan dinilai memberi peluang untuk memaksimalkan nilai dari aset-aset gas laut dalam ini bagi seluruh pemangku kepentingan
Pengerjaan proyek IDD saat ini tengah menunggu persetujuan revisi POD I dari Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) Ignasius Jonan. Kini, POD-nya sudah masuk tahap finalisasi dan diperkirakan proyek yang digarap oleh Chevron Indonesia ini mulai berproduksi (on stream) pada kuartal pertama 2024.
Estimasi produksi proyek ini sebesar 1.120 juta kaki kubik per hari (million standard cubic feet per day/mmscfd) untuk gas dan 40.000 barel per hari (bph) untuk minyak. Biaya pengembangan diperkirakan sebesar US$ 5 miliar, dan ditargetkan masuk tahap desain rinci atau front end engineering design (FEED) dan contract awarding atau penunjukkan pemegang pada tahun ini.
3. Train 3-Kilang Tangguh
Yang ketiga yakni Train-3 Kilang Tangguh, dijadwalkan beroperasi pada 2020. Proyek yang dikerjakan oleh BP Berau Ltd ini dijadwalkan merampungkan instalasi pipa dan memulai pre-comissioning, serta menyelesaikan WDA drilling di tahun ini.
Proyek Train-3 Kilang Tangguh ini memiliki biaya pengembangan sebesar US$ 8 miliar, dan diperkirakan mampu menghasilkan gas sebesar 700 mmscfd.
4. Jambaran Tiung Biru
Berikutnya yakni Jambaran-Tiung Biru yang digarap PT Pertamina EP Cepu. Pada tahun ini, Jambaran Tiung Biru diharapkan masuk tahap pengerjaan pembangunan fasilitas pemrosesan gas (gas processing facility/GPF) yakni detail engineering design (DED), konstruksi, instalasi peralatan, serta pengeboran sumur JAM-3, JAM-4, dan JAM-5.
Proyek Jambaran-Tiung Biru diperkirakan akan menghasilkan gas sebesar 190 mmscfd. Biaya pengembangan proyek ini diestimasikan US$ 1,55 miliar.
5. Blok Corridor
ConocoPhilips mulai mengelola blok Corridor sejak 2002 setelah mengakuisisi Gulf Resources. Kontrak Blok Corridor akan berakhir pada 19 Desember 2023.
Di blok tersebut, ConocoPhilips memiliki hak kelola 54% dan menjadi operator. Selain itu, ada porsi PT Pertamina sebesar 10%, dan Repsol Energy 36%.
Mengacu data SKK Migas, selama Semester I 2018 produksi siap jual (lifting) gas bumi ConocoPhilips di Blok Corridor mencapai 841 juta kaki kubik per hari (mmscfd) dari target 810 mmscfd. Namun hingga akhir 2018 produksinya diprediksi hanya mencapai 798 mmscfd.
6. Lapangan Jangkrik, Blok Muara Bakau
ENI resmi menjadi operator Blok Muara Bakau pada 2002. Blok Muara Bakau terletak di lepas pantai cekungan Kutai sekitar 70 km dari garis pantai Kalimantan Timur.
Penemuan cadangan gas pertama terjadi pada 2009 di Sumur Jangkrik-1. Berjarak sekitar 20 km dari Lapangan Jangkrik pada blok yang sama terdapat sumur Jangkrik North East yang ditemukan pada tahun 2011 dan kemudian diintegrasikan dalam satu rencana pengembangan lapangan (POD).
Lapangan Jangkrik sudah beroperasi sejak Mei 2017 dan produksi 682 juta standar kaki kubik per hari (MMSCFD).
Saksikan strategi SKK Migas untuk dongkrak produksi migas di bawah ini:
[Gambas:Video CNBC]
(gus) Next Article Produksi Blok Sakakemang Berpotensi Kalahkan Blok Cepu
Most Popular